电站锅炉宽负荷脱硝实施技术路线比较研究
燃煤电厂脱硝技术的分析比较
Ｓ ｃ 科 ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ＆ 技 Ｔ ｅ ｃ ｈ 视 ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ 界 Ｖ ｉ ｓ ｉ ｏ ｎ
燃煤 电厂脱硝技术的分析 比较
蔡 松
（ 中国能源 建设 集 团广 东省 电力设 计研 究院有 限公 司 ， 广东 广州 ５ １ ０ ０ ０ ０ ）
【 摘 要】 国家对火力发电厂 Ｎ Ｏ 排放的控制越 来越严格 ， 对脱硝技 术的研 究变得至关重要 ， 文章介绍 了几种脱硝技术的特点 【 关键 词】 火力发 电厂； 脱硝
０ 引 言
２ ０ １ ４ 年９ 月， 国家发展 和改革委员会 、 环境保护部 、 国家能源 局 联合印发 了《 煤 电节 能减排升级 与改造行 动计划（ ２ ０ １ ４ — ２ ０ ２ ０ 年） 》 的 通知 （ 发改能源『 ２ ０ １ ４ １ ２ ｏ ９ ３ 号） （ 简称“ 行动计 划” ） ， 要求 “ 东部地 区（ 辽 宁、 北京 、 天津 、 河北、 山东、 上海 、 江苏 、 浙江 、 福建 、 广东 、 海南等 １ １省 市） 新建燃煤发电机组大气 污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放 限值” （ 即在基准氧含量 ６ ％ 条件下 ．氮氧化物排放浓度分别不高于 ５ Ｏ 毫克， 立方米） 。为积极响应国家环保政策 ， 现 阶段 ， 新建火电机组已按 此排放标准执行 。 脱硝技术路线的选取尤为关键 。 本文主要对几种脱 硝技术进行论述 燃煤锅炉在燃烧过程 中会生成氮 的氧化物， 包括 Ｎ Ｏ 、 Ｎ Ｏ 、 Ｎ ： Ｏ等 ， 提高Ｓ Ｃ Ｒ人 口烟温 ， 可 以做到宽负荷 区域脱硝 。比如 ： 省煤器烟气旁 习惯上把这些氮氧化物统称为 Ｎ Ｏ 。 其 中燃煤锅炉生成的氮氧化物约 路、 省煤器给水旁路 、 省煤器上下分级 、 设 置… ０ ’ 号高加等。 ９ ０ ％ ９ ５ ％以上是 Ｎ Ｏ， Ｎ Ｏ在过氧量 的条件下又氧化 为 Ｎ Ｏ２ 。 ３ ． １ 省煤器烟气旁路 在省煤器人 口引出一路旁路烟气 ． 用高温的旁路烟气加热 省煤器 １ 低 氮燃 烧 器 技 术 后烟气 ． 达到提高 Ｓ Ｃ Ｒ入 口烟气 的目的 现阶段 ， 燃用烟煤的锅炉其燃烧器 主要有 两种 ： 第一种 ． 是旋流燃 该方案通过高温烟气加热低温烟气 ．在低负荷 烟温偏低 的时候 ． 烧器 。 该燃烧器采取前后墙对 冲燃烧 的方式 ： 第 二种 ， 是直流燃烧器 ， 让一部分 高温烟气绕 过省煤 器以提 高 Ｓ Ｃ Ｒ人 口烟温．在较低 负荷下 采用四角切 圆大火炬 的燃烧方式。 这两种燃烧器都有低 Ｎ Ｏ 燃烧的措 满足脱硝运行 的烟温条件 施。 Ｏ ， 燃烧措施是 ： Ｎ Ｏ火焰 内还原技术 ， 在省煤器给水入 口引出一路给水旁路 ． 让一部分给水绕过省煤器 通过控制燃烧 的进程 ． 在燃烧初期产生还原性媒介与燃料生成 的 Ｎ Ｏ 直接进入水冷壁 ． 通过分流给水 流量 的方式减少省煤器 吸热 ． 间接提 反应化合 ， 在火焰 内完成 了 Ｎ Ｏ的还原 ． 在不降低火焰 温度 的同时使 高 排 烟 温度 得Ｎ Ｏ的排放减少 ．解决了 Ｎ Ｏ排放的减少 与未燃烬碳损失增加之间 该方案通过分流一部分 给水 ． 减少进入省煤器 的给水 流量 ． 降低 给水侧的传热系数 以及烟气对给水 的换热平均温差 ． 以此减少省煤器 对烟气的吸热量 ． 提高 Ｓ Ｃ Ｒ入 口烟温 ３ ＿ ３ 省煤器上下分级 把省煤器分为上下两级 ． 上级省煤器布置在 Ｓ Ｃ Ｒ人 口上游 ． 下级 省煤器布置在 Ｓ Ｃ Ｒ出１ ３下游 ．相当于 Ｓ Ｃ Ｒ人 口烟温从省煤器 中间抽 取． 提高了各个负荷下 Ｓ Ｃ Ｒ的人 口烟温 该方案是通过调整受热面（ 省煤器１ 的位置 ． 其 实质是改变 Ｓ Ｃ Ｒ入 ２ Ｓ Ｎ ＣＲ技 术 口布置位置 ． 实现各种负荷下烟温 的提高 ． 使满足 Ｓ Ｃ Ｒ脱硝 的负荷 区 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ直接在锅炉 内烟温合适的区域喷入还原 剂 ． 使Ｎ ０ 直接与 域更宽 无论额定负荷下还是低负荷 ， Ｓ Ｃ Ｒ 入口 烟温都得到提高 还原剂反应 ． 还原剂可以选择氨气或者尿素 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ反应 的最佳温度为 ９ ０ ０ １ １ ０ ０ ℃． 在低 于 ９ ０ ０ ℃时 ． 反应不完 ４ 小 节 全， 反映为脱硝效率 低 ， Ｎ Ｈ 逃逸率高 ； 当高 于 １ １ ０ ０ ℃时 ． 氨气 会被氧 在 国家对火力发电厂氮氧化物排放指标 日益严格 的前 提下 ． 对脱 化为 Ｎ Ｏ 。 选择合适的温度区段 以及控制停留时间 。 对Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ脱硝效率 硝技术 的研究变得越来越重要 ． 目前火力发电厂主要 的脱硝技 术分为 影 响较 大 ， 一般还原剂注入 位置为炉膛烟窗后 ． 为提 高效率可以高温 低氮燃烧器技术 、 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ技术 、 Ｓ Ｃ Ｒ技术 ， 其 中在低负荷时 ， 为保证 Ｓ Ｃ Ｒ 过热 器后（ ～ ８ ０ ０ ％） 设 置第二个还原剂注入位 置 ， 虽然 Ｎ Ｈ 利用率开始 技术 的顺利实施 ， 可采用省煤器烟气旁路 、 省煤器给水旁路 、 省煤器分 降低 ， 但是还是可 以一定程度提高脱硝效率 。一般 Ｓ Ｎ Ｃ Ｒ的效率理论 级等技术 。 上最 高可到达 ６ ０ ％， 但实 际应用 是受 各种 条件 限制 ． 一 般效 率只有 四角切圆燃烧 器采用 的低 Ｎ Ｏ 燃烧措施是 ： 利用燃烧器喷嘴体内 部的百叶窗和喷 口处的钝体分离作用将煤粉气流分成浓淡两股 ． 分别 进入炉膛 ， 浓相煤粉浓 度高所需着火热少 ， 利于着火和稳燃 ： 淡相补充 后期所需 的空气 ． 利于煤粉 的燃尽 。 同时浓淡燃烧均偏 离了化学当量 燃烧 。 大大降低了 Ｎ Ｏ 的生成
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝【摘要】在火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝方面，本文从研究背景和问题提出入手，探讨了深度调峰和宽负荷脱硝原理。
进一步分析了影响因素，并提出了技术实施方案。
通过对效果评估的分析，得出结论认为深度调峰下的宽负荷脱硝具有可行性。
展望未来，随着技术的不断更新和完善，该方案的应用范围将进一步扩大。
在结论总结部分，总结了该方案的优势和局限性，为今后的研究和实践提供了参考。
通过本文的研究内容，为火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝提供了理论和实践的支持，为环境保护和能源利用提供了有力的技术支持。
【关键词】火电机组、深度调峰、宽负荷、脱硝、原理、影响因素、技术实施、效果评估、可行性、展望未来、结论总结1. 引言1.1 研究背景煤炭资源的有限性和环境保护的需求使得火电厂在发电过程中面临着深度调峰和脱硝的双重挑战。
随着电力需求的日益增长，火电机组需要具备更高的调峰能力，以应对突发的负荷波动。
大气污染治理政策的不断推进也使火电厂面临更加严格的脱硝要求。
深度调峰是指火电机组在电力系统负荷波动较大的情况下，能够灵活调整发电功率以稳定系统运行。
宽负荷脱硝是指在火电机组深度调峰的情况下，实现对燃煤烟气中NOx的高效脱除。
这一技术组合能够有效提高火电厂的发电效率，降低对大气环境的影响。
目前，火电机组在深度调峰下进行宽负荷脱硝技术的研究还处于初步阶段，尚需进一步探讨其技术实施的可行性和效果评估的准确性，为火电厂的清洁生产和可持续发展提供技术支持。
1.2 问题提出在进行火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝研究时，一个重要的问题是如何实现高效的脱硝效果。
随着环保要求日益提高，火电厂需要采取有效的措施来减少氮氧化物排放，而脱硝技术是其中一种主要手段。
在深度调峰的情况下，火电机组负荷快速变化，脱硝系统的稳定性和效率面临挑战。
如何在深度调峰下实现宽负荷脱硝成为了一个迫切需要解决的问题。
2. 正文2.1 深度调峰深度调峰是指在火电厂的电力需求波动较大时，通过合理调整火电机组的运行方式和参数，使其达到最大的电力输出。
电厂锅炉脱硝改造技术要点探讨
电厂锅炉脱硝改造技术要点探讨发布时间：2022-05-04T09:35:42.612Z 来源：《当代电力文化》2022年1期作者：陈建国陈梓敬[导读] 为进一步贯彻执行可持续发展战略，近年来我国对电力生产方面的重视程度在不断的提高陈建国陈梓敬山东里彦发电有限公司 272000摘要：为进一步贯彻执行可持续发展战略，近年来我国对电力生产方面的重视程度在不断的提高，通过研究来进行技术工艺的更新，推动生产流程的改革创新，争取在获取较高生产效率的同时，降低对环境的危害。
对电厂锅炉脱硝改造技术进行研究，要从现状出发，了解脱硝工艺特征，然后确定改造方向与技术要点，争取更大程度上减少NOx的排放量，推动电力生产行业的持续发展。
关键词：电厂；锅炉；脱硝工艺；技术改造燃煤电厂在电力生产过程中会不可避免的产生氮氧化物，如果直接将其排放到空气中，必定会造成大气环境的污染，对周边环境的居住安全带来危害。
因此一直以来电厂锅炉脱硝技术都是研究的要点，并且已经取得了一定的成果，但是为了更好的实现节能降耗生产，还需要在现有基础上早进一步的改造优化，全面提升锅炉脱硝效率，减少NOx排放量，推动电力行业的持续发展。
一、电厂锅炉脱硝现状从我国燃煤电厂生产现状出发，可以确定虽然脱硝技术在不断的更新，但是在实际应用中依然存在着诸多的问题。
第一，氨利用率低。
在脱硝过程中所应用的还原催化剂非常容易出现失活以及逃逸的问题，未被利用的氨便会腐蚀锅炉机组，同时剩余氮还会逃逸到空气中造成污染，最后剩余的氮还会对下游的锅炉机组设备产生腐蚀影响。
第二，操作不规范。
在脱硝过程中所应用到化学反应，因为操作不规范的原因，会导致尿素因为反应生成CO气体进入到空气中。
问题发生的原因在于将低温尿素喷入到高温锅炉内，两者会发生淬冷化学反应，CO的排放量增加。
第三，煤炭燃烧率降低。
将低温尿素喷入到900℃过热器内，将会影响到内部煤炭的燃烧效率，同时还会形成飞灰，造成大气环境污染[1]。
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝随着国家对环境保护的要求越来越高，火电厂作为大气污染的主要排放源，需要采取有效措施降低氮氧化物的排放量。
脱硝技术是目前火电厂大气污染治理的重要手段之一，而宽负荷脱硝则是脱硝技术的一个重要方向。
本文将介绍火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝技术。
一、深度调峰的必要性深度调峰是指在电力系统负荷大幅波动的情况下，通过抑制燃烧过程中氧气浓度的升高，降低燃烧温度，从而减少氮氧化物的排放。
深度调峰的必要性主要有以下几点：1. 适应电力市场的变化。
在市场化的电力体制下，电力需求会产生剧烈波动，而深度调峰可以有效应对电力市场的变化。
2. 减少燃料消耗和成本。
随着煤价的上涨，火电厂需要寻求更加经济的运营方式，深度调峰可以降低燃煤量，降低成本。
3. 保障电力系统的稳定运行。
深度调峰可以缓解电力系统的负荷压力，从而保证电力系统的稳定运行。
二、宽负荷脱硝技术宽负荷脱硝是指在火电机组深度调峰的情况下，采用一种适应性较强的脱硝技术。
宽负荷脱硝技术有以下几个特点：1. 适应性强。
宽负荷脱硝技术可以适应各种燃烧方式，包括直接燃烧、混燃和分离燃烧等。
2. 减少能耗。
宽负荷脱硝技术可以减少能耗和消耗，从而降低运营成本。
3. 对于火电厂的运行模式要求不高。
宽负荷脱硝技术对于火电厂的运行模式要求不高，能够适应调峰过程中的燃煤变化等不确定因素。
4. 对设备的要求较高。
宽负荷脱硝技术对设备的要求较高，需要采用具有高抗腐蚀性和耐高温的材料。
宽负荷脱硝技术主要应用于深度调峰的火电机组，可以在保持良好脱硝效果的同时，适应负荷波动的变化，达到节能减排的目的。
1. SCR 脱硝技术SCR（Selective Catalytic Reduction）脱硝技术是目前应用最广泛的脱硝技术之一，可以在宽负荷范围内实现更好的脱硝效果。
SCR 脱硝技术通过向排放氮氧化物的烟气中加入氨水，并在SCR 催化剂上发生反应，使氮氧化物转化为氮和水，达到脱硝的效果。
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝【摘要】火电机组在深度调峰时，需要采用宽负荷脱硝技术来降低排放物对环境的影响。
本文首先介绍了火电机组深度调峰的必要性，然后重点探讨了在宽负荷状态下的脱硝技术研究，包括技术的优化方案和成本分析。
我们还分析了脱硝技术对环境的影响，以及在火电机组深度调峰下的实际应用效果。
文章展望了未来对脱硝技术的研究方向。
通过本文的研究，可以为火电机组深度调峰下脱硝技术的实际应用提供参考，促进环境保护和节能减排工作的开展。
【关键词】火电机组、深度调峰、宽负荷、脱硝技术、环境影响、成本分析、优化方案、实际应用效果、未来研究、研究意义、成本分析、环境保护、可持续发展、减少污染、能源调节1. 引言1.1 背景介绍在引言部分的背景介绍中，我们将详细探讨火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝技术。
随着我国经济的快速发展和工业化进程的加快，能源消耗量逐渐增加，火电机组的运行负荷也在不断提高。
随着电力市场的逐步开放和竞争的加剧，火电厂面临着更加复杂和多变的运行环境，需要实现更灵活的调峰能力以适应市场需求。
火电机组深度调峰不仅可以提高火电厂的经济性和竞争力，还可以降低电网运行的风险和不稳定性，实现电力系统的可靠运行。
在这样的背景下，开展宽负荷下的脱硝技术研究对于提高火电厂的运行效率和降低环境污染具有重要意义。
本文将重点分析火电机组深度调峰下脱硝技术的必要性和实际应用效果，以及探讨在宽负荷下的脱硝技术研究、对环境的影响、成本分析和优化方案，为火电厂的可持续发展和清洁能源转型提供理论支持和实践指导。
1.2 研究意义火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝是当前研究的热点之一，其研究意义主要体现在以下几个方面：脱硝技术在火电厂的应用能够有效减少大气中的氮氧化物排放，从而降低空气污染物的浓度，改善空气质量，保护人民的生态环境和健康。
随着火电机组调峰能力的提高，脱硝技术在宽负荷下的应用将更加重要，因此对脱硝技术进行深入研究具有重要的环境保护意义。
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝
火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝1. 引言1.1 背景介绍火电机组是我国面临的主要发电方式之一，具有设备简单、投资周期短、建设成本低等优势。
由于火电机组的运行特点，存在着负荷波动大、排放达标难等问题。
随着火电机组深度调峰技术和宽负荷脱硝技术的不断发展，解决火电机组运行中的问题成为亟待解决的课题。
深度调峰技术可以有效应对火电机组负荷波动大的特点，提高发电效率和稳定性；而宽负荷脱硝技术则可以降低火电机组运行过程中的氮氧化物排放，减少环境污染。
当前，火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝研究正逐渐受到重视。
如何结合两种技术，实现在保证发电负荷稳定的降低氮氧化物排放成为研究的重点。
在此背景下，本文旨在探讨火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝技术，分析关键技术，并通过实验结果对其效果进行分析，以期为火电机组运行管理提供参考和指导。
1.2 研究目的本研究的目的在于探讨火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝技术，旨在提高火电厂的运行效率和环保水平。
具体目的包括：1.研究火电机组深度调峰技术的原理和应用，分析其对火电厂运行的影响；2.探讨宽负荷脱硝技术在火电厂中的实际应用情况，评估其在减少氮氧化物排放和提高脱硝效率方面的效果；3.研究火电机组深度调峰与宽负荷脱硝技术的结合应用，分析其对火电厂运行效率和环保水平的综合影响；4.探讨关键技术在火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝过程中的作用机制，并提出改进方案；5.分析实验结果，验证火电机组深度调峰下的宽负荷脱硝技术的可行性和效果，为火电厂的运行和改造提供科学依据和技术支持。
通过本研究，旨在为火电厂的环保治理和经济效益提供新的技术途径和理论支持。
2. 正文2.1 火电机组深度调峰技术火电机组深度调峰技术是指通过优化燃烧控制、调节锅炉参数、改善传热系统等手段，提高火电机组的负荷调节能力，实现在快速变化的负荷需求下保持稳定运行。
在火电机组深度调峰技术中，关键是提高锅炉运行的灵活性和响应速度，以适应快速负荷变化的要求。
1000MW超超临界机组宽负荷脱硝解决方案
1000MW超超临界机组宽负荷脱硝解决方案摘要：本文针对1000MW机组在低负荷情况下如何解决脱硝装置的正常投运问题提出了0号高加的设计方案，并进行了充分认证，使得锅炉在参与深度调峰的情况下，脱硝系统催化剂仍能在允许的烟温区高效运行，降低了环保排放超标的风险。
关键词：脱硝氮氧化物 0号高加0引言随着国家环保政策和监督力度的加强，针对燃煤机组锅炉污染物排放指标要达到超低排放的要求，烟气中氮氧化物处理目前主流技术路线是采取低氮燃烧技术+脱硝装置，烟气脱硝多采用选择性催化还原法，经验表明，钒钨钛系催化剂活性反应窗口温度320℃～420℃，最佳反应温度窗口集中在340℃～380℃，当烟气温度低于催化剂反应的适宜温度时，催化剂会发生副反应，生成物会附着在催化剂的表面，堵塞催化剂的通道和微孔，降低催化剂的活性，温度过高又会使催化剂微观结构高温烧结现象，彻底丧失活性。
因此如何保证锅炉在低负荷情况下烟气温度能满足催化剂运行温度成为关键。
1机组概况长治发电有限责任公司一期两台1000MW超超临界机组，锅炉为超超临界参数、单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢结构、全悬吊半露天布置直流塔式炉。
燃烧方式为四角切圆，燃烧器为高级复合强化低氮燃烧器，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，每炉1台反应器，催化剂层数按“3+1”模式布置，吸收还原剂采用气氨，由尿素热解装置制备；汽轮机为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式，型号为CZK1034-28/0.5/600/620，给水回热级数8级。
锅炉负荷在50%～40%THA工况下烟温不能满足脱硝装置运行条件，必须退出脱硝系统运行，这样就给锅炉排放指标带来极大考验，超标运行将受到环保部门的严厉考核，不仅给公司经济效益造成损失，而且带来环保涉事风险。
2解决方案锅炉在低负荷下给水温度相应降低，导致省煤器出口烟温也降低，造成脱硝系统不能正常运行。
如能在低负荷下提高给水温度，那么烟气温度也就不至于降低很多。
宽负荷脱硝控制策略探讨
宽负荷脱硝控制策略探讨摘要：在现有环保标准严格执行的行业环境下，随着电力市场供大于求的现状加剧，火电机组参与深度调峰，目前采用脱硝主要技术方案为SCR，为了保证在低负荷工况下，SCR工艺反应所需烟气温度，锅炉进行宽负荷改造，本文针对主要的几种技术方案控制策略进行探讨。
关键词：宽负荷脱硝；控制策略；热控1.引言煤为主的能源结构并且通过直接燃烧的方式加以利用是造成我国大气污染的主要原因之一。
因此，为了保障空气质量，必须采用先进的污染物治理技术控制燃煤机组的污染物排放总量，并执行更为严格的排放标准。
在环保部于2011年7月发布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中，要求燃煤锅炉氮氧化物（以NO2计）排放浓度低于100mg/Nm3或200mg/Nm3。
2014年9月，在发改委、环保部、能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》中，要求燃煤机组必须确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达到排放要求，即大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值要求，其中，氮氧化物（以NO2计）排放浓度不高于50mg/Nm3。
2015年12月，环保部、发改委、能源局再次联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求东部、中部和西部地区分别在2017年、2018年和2020年前基本完成超低排放改造。
在发改委、环保部、能源局于2015年12月2日联合印发的关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知（发改价格[2015]2835号）中明确规定，对验收合格并符合超低排放要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。
其中，2016年1月1日以前、以后并网运行的实现超低排放的机组，对其统购上网电量加价1分/kW•h、0.5分/kW•h（含税），且加价电量与实现超低排放的时间比率挂钩。
此外，需要注意的是，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放中有一项不符合超低排放标准的，即视为该时段不符合超低排放标准。
某300MW机组20%TRL工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨
第３期 收稿日期：２０１８－１１－０８作者简介：杨 坤（１９８４—），男，工程师，从事电力环保咨询服务工作。
某３００ＭＷ机组２０％ＴＲＬ工况宽负荷脱硝技术改造方案探讨杨 坤１，申伟伟２，王 羽１（１．北京国电智通节能环保科技有限公司，北京 １０００５３；２．国家电投集团中电神头发电有限责任公司，山西朔州 ０３６０１１）摘要：为应对全国范围内可再生能源消纳，部分区域负荷波动大，机组调节困难等问题。
进行灵活性改造，提高机组深度调峰能力的燃煤电站在市场中更具备竞争力。
改造过程中，由于低负荷造成的氮氧化物排放超标属于重点和难点。
本文通过２０％ＴＲＬ工况下改造方案，探讨改造可能产生的问题，并提出解决方案。
关键词：脱硝系统；灵活性改造；３００ＭＷ机组中图分类号：Ｘ７８４ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００８－０２１Ｘ（２０１９）０３－００８３－０２ 随着电网容量的增加和用电结构的变化，电网峰谷负荷差值逐渐增大，对调峰电源的需求也逐渐升高。
大容量机组在我国各大电网占有的比例越来越大，因而大容量机组参与调峰运行已成必然趋势。
提高火电机组的灵活性，为国内清洁能源让路，在保证电网稳定运行的前提下，燃煤机组要求锅炉在机组≤３０％额定负荷条件下能够稳定运行，同时降低锅炉出口ＮＯＸ的排放值。
提高电厂锅炉投运稳定灵活性，实现深度调峰（低负荷运行），快速启停，爬坡能力加强。
火力发电厂“超低负荷灵活性稳定运行”改造工作势在必行［１－３］。
本文所分析机组是哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的配３００ＭＷ汽轮发电机组的亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为褐煤。
本文以２０％ＴＲＬ目标进行脱硝系统改造方案的分析和探讨。
１ 宽负荷脱硝改造方案２０％ＴＲＬ试验期间，ＳＣＲ入口烟温在２９２℃，故需要考虑对ＳＣＲ系统进行全负荷脱硝研究。
通常ＳＣＲ装置的最佳反应温度范围为３００～４００℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，通常按照锅炉正常负荷的省煤器出口烟温设计，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。
电站锅炉SCR脱硝系统全负荷投运改造方案分析与工程实践
电站锅炉SCR脱硝系统全负荷投运改造方案分析与工程实践针对某600MW燃煤电厂低负荷时催化复原法（ive catalytic reduction，SCR）脱硝系统无法投运的现状，提供了3种脱硝系统全负荷投运改造方案，同时开展相应的锅炉热力计算及方案比照，说明采用省煤器分级为最正确的改造方案并完成了现场改造实施。
从SCR入口烟温和锅炉效率两方面，对改造后效果开展分析，说明采用省煤器分级改造取得了较好的工程效果。
随着环境治理的严峻形势，我国对NOx的排放限制将日益严格，国家环境保护部已经公布了枟火电厂氮氧化物防治技术政策枠，明确在“十二五”期间将全力推进我国NOx 的防治工作，将燃煤电站锅炉NOx排放质量浓度（标准状态下，干基，氧体积分数φ（O2）＝6％，下同）限定为100mg ／m3。
目前国内外电站锅炉控制NOx技术主要有2种［1–4］：一种是控制生成，主要是在燃烧过程中通过各种技术手段改变煤的燃烧条件，从而减少NOx的生成量，即各种低NOx 技术；二是生成后的转化，主要是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除掉，如选择性催化复原法（ive catalytic reduction，SCR）、选择性非催化复原法［1–8］。
某电厂3号、4号锅炉为**锅炉厂公司引进法国ALSTOM技术自行设计制造的1913t／h超临界直流锅炉，在低负荷下，SCR入口烟气温度不能满足SCR反应器中催化剂的温度要求。
随着NOx排放要求的进一步严格执行，低负荷时无法投运SCR将不能适应国家及地方环保标准，导致高额罚款甚至结束发电开展整改的严重后果。
为此，必须寻求SCR入口烟气温度不满足SCR反应器中催化剂温度要求的解决方案。
本文研究了3种改造方案，分析了3种改造方案的优缺点，并通过现场改造实践证明，改造方案三能够满足SCR脱硝系统全负荷投运要求，工程改造取得了较好的效果。
本文针对目前燃煤机组SCR脱硝系统全负荷投运改造方案选取和工程实践效果分析，对我国其他火电厂SCR脱硝系统改造，具有较好的借鉴价值。
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电站锅炉宽负荷脱硝实施技术路线比较研究
发表时间：
2017-07-17T10:43:29.487Z 来源：《电力设备》2017年第8期 作者： 孙哲
[导读] 摘要：SCR对烟气温度的要求为320-410℃。存在低负荷脱硝入口烟气温度偏低情况。为保证电厂脱硝的宽负荷投运，满足环保要
求。需进行电站锅炉宽负荷脱硝改造。
（烟台龙源电力技术股份有限公司 264006）
摘要：SCR对烟气温度的要求为320-410℃。存在低负荷脱硝入口烟气温度偏低情况。为保证电厂脱硝的宽负荷投运，满足环保要
求。需进行电站锅炉宽负荷脱硝改造。
关键词：低负荷；SCR；催化剂；脱硝温度；宽负荷脱硝
1
引言
针对燃煤发电机组大气污染物排放严重的问题，日本上个世纪研制了SCR脱硝技术。欧美发达国家在上世纪八九十年代，也将此技术
投入了工业应用，脱硝效率达到了
85％以上。随着中国大气环境标准要求的提高，燃煤发电厂在采用炉内低氮燃烧技术基础上，在锅炉尾
部省煤器与空预器之间安装
SCR脱硝装置，来进一步降低氮氧化物排放。但我国电网峰谷差较大，多数燃煤发电机组参与电网深度调峰，
尤其是在低负荷阶段，
SCR入口烟气温度低，对脱硝效率产生不利影响。为此，从燃煤发电机组热力特性入手，对国内外采用的提高SCR
入口烟气温度的七种方法进行技术分析。
2
技术原理介绍
影响脱硝效率的因素有烟气温度、氧气浓度、喷氨量、氨逃逸量。其中烟气温度是影响NOx脱除效率的重要因素之一。一方面，当温
度过低时，不仅会因催化剂的活性降低而降低
NOx的脱除效率，而且喷入的NH3还会与烟气中的SOx反应生成 (NH3)2S04附着在催化剂的
表面，根据氨逃逸率及硫酸氢氨生成浓度的不同，一般在
150℃～230℃及以下温度就可能在空预器相应低温区域发生结露，其腐蚀性极
强，且温度越低时的结露的趋势越严重：另一方面，当温度过高时，
NH3会与O2发生反应，导致烟气中的NOx增加。因此，在技术改造
时，选择和控制好烟气温度尤为重要。锅炉脱硝
SCR催化剂设计正常工作温度范围，催化剂允许使用的上下限温度范围，见图1。即t3为下
限温度，一般
320℃， t4为上限温度，一般420℃，温度在320～420℃之间，温度差100℃，需要发电公司与制造厂技术协议确定。
图1 锅炉SCR入口烟气温度和催化剂温度示意图
原来SCR使用正常温度范围机组负荷在50%-100%；机组深度调峰，机组负荷40%～100%额定负荷时，设计SCR入口烟气温度上下
限范围，见图
1，即t1为下限温度，t2为上限温度。t1设计40%额定负荷为基础，实际对应负荷试验取温度来校核；t2设计为100%额定负荷
为基础，实际对应负荷试验取温度来校核，来确定
SCR入口烟气温度范围。且留有裕量，一般t4-t2=15～20℃，t1-t3=15～20℃。改造后保
证夏季机组大负荷
SCR入口烟气温度不超过催化剂的最高使用温度420℃，冬季机组低负荷SCR入口烟气温度不低于催化剂的最低使用温
度
320℃。
3
改造路线比较
根据技术研究和调研分析及实际现场应用情况，目前国内外改善烟气温度的主要技术措施：设置省煤器旁路烟道、省煤器分段设置、
热水再循环、提高机组低负荷给水温度、省煤器流量置换等方法，因在役机组容量和类型等有所不同，各有特点和效果。
3.1
省煤器分段设置
将锅炉的省煤器改造成两部分，其低温部分置于SCR出口侧，将SCR布置于烟气温度较高的区域，从而解决机组低负荷烟气温度过低
无法运行的问题。该方法特点是技术改造较复杂，要考虑空间位置和载荷，需要准确计算防止
SCR入口烟气温度超过催化剂上、下限温
度，这种方法烟气温度调节幅度
20～40℃，对机组经济性无影响，项目投资较大，运行维护简单方便，是技术改造首选方法，适用于各类
型机组。
3.2
省煤器设置旁路烟道
加装锅炉省煤器旁路烟道。在省煤器前直接引一部分烟气至SCR装置，提高机组低负荷下的SCR入口烟气温度，以维持其运行。这种
方法的代价是投入使用时，影响锅炉效率，烟气温度调节幅度
20～40℃，且对烟气挡板可靠性要求很高，挡板易卡涩，项目投资较小。
3.3
热水再循环系统
热水再循环系统取自下降管，经过再循环泵到省煤器入口，以提高机组低负荷工况下安装在省煤器后的SCR装置的入口烟气温度，使
SCR
在机组低负荷工况下仍处于正常运行的温度区间，提高低负荷SCR投入率。这种方法特点是再循环系统中需要加一台炉水再循环泵，
另外还需要加若干阀门。能提供较大的烟气温度调节范围；在机组低负荷工况下能改变烟气温度
16～40℃；一般不用于机组高负荷，对锅
炉效率影响较小；在机组低负荷工况下比较容易控制
SCR入口烟气温度；可用于亚临界锅炉，效果明显；初投资费用较高；所有负荷工况
下省煤器的出口给水温度必须低于饱和温度，且对锅炉水动力安全性的影响需要分析计算。
3.4
省煤器流量置换
省煤器流量置换系统是增加省煤器给水旁路和省煤器热水再循环系统，以进一步减少省煤器的吸热量，从而提高SCR入口烟气温度。
当机组负荷较高时，可先利用给水旁路系统进行烟气温度调节，当机组负荷进一步下降，给水旁路无法满足要求的情况下，开启省煤器热
水再循环系统，进一步提高省煤器出口烟气温度，调节范围较大。这种方法烟气温度调节幅度
20～50℃，需要通过热力计算确定不同负荷
下的流量置换旁路水量，且对阀门和再循环泵可靠性要求高，投资较大，投入使用时对锅炉效率有影响。
3.5
提高机组低负荷给水温度
选择一个汽轮机合适的抽汽点，并相应增加一个抽汽可调式的高加或进入最末级高加。在机组负荷降低时，通过调节门可控制相应高
加的入口压力，从而提升机组低负荷给水温度。这种方法仅适合上海西门子机型汽轮机，汽轮机补汽阀至第五级后返抽汽，作为新增设高
加或进入最末级高加汽源。这种方法能够提高烟气温度
20～30℃，且提高机组热循环效率。
3.6
高压蒸汽引入最末级高加
随着机组负荷下降，通过补气阀将最末级高加引入高压缸五级后高压汽源，自动控制高加内压力的方法，来保持给水温度提升和稳
定，但是对于引入蒸汽阀门严密性和切换可靠性要求很高，投资较小，系统复杂。
3.7
增设一级高加的方法
机组在末级高加后增设一级高加，加热蒸汽采用高压缸五级抽汽后的返抽汽。在机组低负荷时投入，利用五级后抽汽加热新增设高加
或最末级高加，提高给水温度到
280～290℃。这种方法，投资较大，系统复杂。
4
总结：
研究结果表明，根据设备特性、投资、经济性、安全性分析，综合技术因素，总体设计，介绍了在役机组宽负荷脱硝技术方案，同时
要求无论采用哪种方案都要进行技术分析和安全性核算，这些在役机组技术改造对解决机组深度调峰具有现实意义。超超临界
1000MW、
660MW
机组，推荐采用机组五级返抽汽直接加热给水、分级省煤器和省煤器流量置换方案；其它超临界机组推荐采用分级省煤器、省煤器
流量置换方案；亚临界机组推荐采用分级省煤器、热水再循环方案。